（二）促进发电侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。在发电侧建设的电储能设施，可与机组联合参与调峰调频，或作为独立主体参与辅助服务市场交易。其中，作为独立主体参与调峰的电储能设施，充电功率应在10兆瓦及以上、持续充电时间应在4小时及以上。电储能放电电量等同于发电厂发电量，按照发电厂相关合同电价结算。
（三）促进用户侧电储能设施参与调峰调频辅助服务。在用户侧建设的电储能设施，充电电量既可执行目录电价，也可参与电力直接交易自行购买低谷电量，放电电量既可自用，也可视为分布式电源就近向电力用户出售。
用户侧建设的一定规模的电储能设施，可作为独立市场主体或与发电企业联合参与调频、深度调峰和启停调峰等辅助服务。
三、试点工作要求
（一）电网企业要主动为电储能设施接入电网提供服务，积极协助解决试点过程中存在的问题，按规定及时结算辅助服务费用。其中用户侧电储能设施按照分布式电源相关政策执行。
（二）电力调度机构负责监测、记录电储能实时充放电状态。充电功率10兆瓦及以上以独立市场主体方式参与市场交易的电储能设施，充放电状态应接受电力调度机构统一调度指挥。
（三）各电储能设施经营运行单位要加强电储能设备运行和维护工作，提高电储能设施的安全可靠性。电储能设施实时充放电信息应接入电力调度机构。
（四）国家能源局派出机构和省（区、市）能源管理部门要做好试点的组织协调和督促落实工作，支持电储能项目的投资建设。国家能源局区域监管局要根据“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式，提高辅助服务补偿力度，保持辅助服务补偿政策的连续性、稳定性。相关派出机构要主动跟踪分析电储能参与电力调峰调频辅助服务补偿（市场）机制试点工作存在的不足，及时总结经验，适时将电储能参与辅助服务转为常态化运行。
（五）全国其他地区需要开展电储能参与电力调频调峰辅助服务补偿（市场）机制试点的，由相关派出机构报国家能源局备案后，参照本通知执行。
（六）请国土、水利、环境保护、城乡规划等部门对于试点项目给予必要的支持，优先开展相关工作。
工作中有何问题，请及时报国家能源局。
国家能源局
2016年6月7日
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